Importancia-de-los-proyectos-de-recuperacion-adicional-de-hidrocarburos-y-su-impacto-en-las-contraprestaciones-para-el-estado

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Universidad Nacional Autónoma de México 
Programa de maestría y doctorado en ingeniería 
Ingeniería en exploración y explotación en recursos naturales – Yacimientos 
 
 
 
 
 
 
Importancia de los proyectos de recuperación adicional de hidrocarburos y 
su impacto en las contraprestaciones para el Estado 
 
 
 
 
Tesis para optar por el grado de: 
Maestría en exploración y explotación de recursos naturales 
 
 
 
Presenta: 
Aliskair Alberto Anguiano Alvarado 
 
 
 
 
 
 
Director de Tesis 
Dr. Néstor Martínez Romero Programa de maestría y 
 doctorado en ingeniería 
 
 
 
 
 
 
 
Ciudad Universitaria, Cd. Mx.
Agosto de 2017
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ii 
 
 
i 
Contenido 
 
Lista de figuras .................................................................................................................................. v 
Lista de tablas .................................................................................................................................. vii 
Resumen .......................................................................................................................................... viii 
Introducción ........................................................................................................................................ x 
1. Antecedentes ............................................................................................................................ 1 
1.1. Recuperación primaria, secundaria y terciaria ................................................................. 2 
1.2. Producción de petróleo en todo el mundo mediante procesos EOR ........................... 4 
1.3. Estado actual de los procesos EOR .................................................................................. 5 
1.4. Avances y mejores prácticas en los procesos EOR ..................................................... 10 
1.5. Criterios de selección para la aplicación de un proceso de recuperación adicional de 
hidrocarburos .................................................................................................................................. 12 
1.6. Contratos para la exploración y extracción de hidrocarburos ..................................... 17 
1.6.1. Clasificación de los regímenes fiscales .............................................................. 21 
1.6.2. Contrato de producción compartida (CPC) ........................................................ 23 
1.6.3. Contrato de riesgo o de utilidad compartida (CR) ............................................. 24 
1.6.4. Contrato de servicios (CS) .................................................................................... 25 
1.6.5. Pros y contras de los contratos de exploración y extracción ........................... 26 
1.6.6. Progresividad .......................................................................................................... 27 
1.6.7. Recomendaciones .................................................................................................. 29 
1.7. Contrato petrolero ............................................................................................................... 29 
1.7.1. Regalía ..................................................................................................................... 30 
1.7.2. Métodos de cálculo del factor R ........................................................................... 31 
1.7.2.1. Azerbaiján ............................................................................................................ 31 
1.7.2.2. India ...................................................................................................................... 32 
1.7.2.3. Irlanda ................................................................................................................... 33 
1.7.2.4. Libia ...................................................................................................................... 34 
1.7.2.5. Nigeria .................................................................................................................. 35 
1.7.2.6. Perú ...................................................................................................................... 36 
1.7.2.7. Tailandia ............................................................................................................... 37 
1.7.2.8. Aspectos combinados o alícuota adicional ..................................................... 38 
1.8. Centro nacional para la recuperación adicional de hidrocarburos a nivel mundial .. 39 
 
ii 
1.8.1. Arabia Saudita ......................................................................................................... 39 
1.8.1.1. Aspectos generales ............................................................................................ 39 
1.8.1.2. Objetivo ................................................................................................................ 40 
1.8.1.3. Centro de investigación y desarrollo ............................................................... 41 
1.8.2. China ........................................................................................................................ 42 
1.8.2.1. Aspectos generales ............................................................................................ 42 
1.8.2.2. Laboratorios de investigación ........................................................................... 43 
1.8.2.3. Intereses principales .......................................................................................... 43 
1.8.3. Damasco .................................................................................................................. 44 
1.8.3.1. Aspectos generales ............................................................................................ 44 
1.8.3.2. Centro de estudios de Damasco ...................................................................... 46 
1.8.3.3. Inicio del estudio ................................................................................................. 49 
1.8.3.4. Conclusión del estudio ....................................................................................... 49 
1.8.3.5. Metodología del estudio .................................................................................... 50 
1.8.3.6. Gestión de estudios ............................................................................................ 53 
1.8.3.7. Propuesta de actividades y programación ..................................................... 55 
1.8.3.8. Control de calidad ............................................................................................... 57 
1.8.3.9. Resultados del estudio ...................................................................................... 58 
1.8.4. Malasia ..................................................................................................................... 59 
1.8.4.1. Aspectos generales ............................................................................................ 59 
1.8.4.2. Objetivo fundamental .........................................................................................60 
1.8.4.3. Instalaciones y equipos de laboratorio ............................................................ 60 
1.8.4.4. Áreas de enfoque ............................................................................................... 61 
1.8.5. Noruega ................................................................................................................... 61 
1.8.1. Rusia ......................................................................................................................... 62 
1.9. Lineamientos para la aplicación de los procesos de recuperación adicional de 
hidrocarburos en el mundo ........................................................................................................... 67 
1.9.1. Canadá ..................................................................................................................... 69 
1.9.1.1. Reglamento para la conservación del petróleo y el gas ............................... 69 
1.9.1.2. Reglamento de la Corona para el pago de regalías por extracción de 
petróleo y gas .......................................................................................................................... 71 
1.9.2. Colombia .................................................................................................................. 72 
1.9.3. E.E.U.U .................................................................................................................... 74 
1.9.4. Noruega ................................................................................................................... 76 
 
iii 
2. Estado actual de los procesos de recuperación adicional de hidrocarburos en México
 77 
2.1. Introducción ......................................................................................................................... 77 
2.2. Importancia de la recuperación adicional de hidrocarburos en los campos maduros 
de México......................................................................................................................................... 82 
2.3. Proyectos de Recuperación Secundaría realizados en México .................................. 86 
2.4. Proyectos de recuperación mejorada realizados en México ....................................... 88 
2.5. Problemática actual en la aplicación de los procesos de recuperación adicional .... 89 
2.6. Retos y oportunidades para la masificación de los proyectos de recuperación 
adicional de hidrocarburos ............................................................................................................ 91 
3. Mecanismos de ajuste de las regalías adicionales en México ........................................ 94 
3.1. Antecedentes ...................................................................................................................... 94 
3.2. Ley de hidrocarburos (LH) ................................................................................................ 95 
3.3. Ley de Ingresos sobre hidrocarburos (LISH) ................................................................. 96 
3.3.1. Disposiciones generales ........................................................................................ 96 
3.3.2. Contraprestaciones de los contratos ................................................................... 99 
3.3.2.1. Contraprestaciones en los contratos de Licencia .......................................... 99 
3.3.2.2. Contraprestaciones en los contratos de utilidad y de 
producción compartida ........................................................................................................ 101 
3.3.2.3. Contraprestaciones en los contratos de servicios ....................................... 104 
3.3.2.4. Contraprestaciones derivadas de los ingresos de asignaciones .............. 104 
3.4. Ley de Petróleos Mexicanos (LPM) ............................................................................... 106 
3.5. La LISH y el régimen fiscal de los contratos ................................................................ 106 
3.5.1. Premisas de la LISH para los contratos ............................................................ 107 
3.5.1.1. De las contraprestaciones ............................................................................... 107 
3.5.1.2. Variable de adjudicación siempre económica .............................................. 107 
3.6. Diferencias entre los modelos fiscales en México ....................................................... 108 
3.7. Licitaciones petroleras en México .................................................................................. 109 
3.7.1. Contrato de producción compartida................................................................... 110 
3.7.1.1. Definición ........................................................................................................... 110 
3.7.1.2. Contraprestación del estado ........................................................................... 111 
3.7.1.3. Contraprestación del contratista ..................................................................... 111 
3.7.1.4. Límite de costos recuperables ........................................................................ 111 
3.7.1.5. Cálculo de las contraprestaciones ................................................................. 112 
 
iv 
3.7.1.6. Procedimientos para determinar las contraprestaciones del estado ........ 112 
3.7.2. Contrato de licencia .............................................................................................. 118 
3.7.2.1. Definición ........................................................................................................... 118 
3.7.2.2. Contraprestación del estado ........................................................................... 119 
3.7.2.3. Contraprestación del contratista ..................................................................... 119 
3.7.2.4. Cálculo de las contraprestaciones ................................................................. 119 
3.7.2.5. Procedimientos para determinar las contraprestaciones del estado ........ 120 
3.7.3. Áreas licitadas ....................................................................................................... 124 
3.7.3.1. Resultados ronda 1 .......................................................................................... 124 
3.7.3.2. Características ronda 2 .................................................................................... 130 
3.8. Modificación a los mecanismos de ajuste .................................................................... 134 
3.8.1. Escalas móviles .................................................................................................... 134 
3.8.2. Tipos de escalas móviles .................................................................................... 135 
3.8.2.1. Basada en producción ..................................................................................... 136 
3.8.2.2. Basada en la productividad del pozo ............................................................. 137 
3.8.2.3. Basada en la producción acumulativa ........................................................... 137 
3.8.2.4. Basada en un factor R ..................................................................................... 138 
3.8.2.5. Basada en la gravedad específica del crudo ............................................... 138 
3.8.2.6. Basada en el paso del tiempo ........................................................................ 138 
3.8.2.7. Basada en la producción por pozo y el precio ............................................. 139 
3.8.2.8. Basada en producción acumulativa y geografía .......................................... 139 
3.8.3. Modificación de los mecanismos de ajuste para México ............................... 140 
4. Iniciativa para el centro nacional de recuperación adicional de hidrocarburos enMéxico ............................................................................................................................................ 144 
4.1. Planteamiento ................................................................................................................... 144 
4.2. Justificación ....................................................................................................................... 146 
4.3. Identificación de retos ...................................................................................................... 148 
5. Lineamientos para la aplicación de los procesos recuperación adicional de 
hidrocarburos en México ............................................................................................................. 157 
5.1. Introducción ....................................................................................................................... 157 
5.2. Objetivo de los lineamientos ........................................................................................... 158 
5.3. Alcances de los lineamientos ......................................................................................... 161 
5.4. Elementos específicos a regular .................................................................................... 162 
5.5. Estrategia general de regulación ................................................................................... 162 
 
v 
5.6. Características de la regulación ..................................................................................... 163 
6. Caso práctico en México ..................................................................................................... 164 
6.1. Campo Akal ....................................................................................................................... 164 
6.1.1. Evaluación económica como asignación petrolera ......................................... 166 
6.1.1.1. Premisas y evaluación económica ................................................................. 169 
6.1.2. Migración a contrato de licencia ......................................................................... 173 
6.1.2.1. Premisas y evaluación económica ................................................................. 175 
6.1.3. Migración a contrato de producción compartida .............................................. 176 
6.1.3.1. Premisas y evaluación económica ................................................................. 178 
6.1.4. Comparativa de modelos .................................................................................... 180 
6.2. Evaluación del campo Akal con proyecto de recuperación mejorada ...................... 182 
6.2.1. Antecedentes ........................................................................................................ 182 
6.2.2. Premisas para la evaluación económica .......................................................... 184 
6.2.3. Evaluación económica ......................................................................................... 187 
6.2.3.1. Evaluación económica como asignación petrolera ..................................... 187 
6.2.3.2. Evaluación económica como Licencia .......................................................... 189 
6.2.3.3. Evaluación económica como Utilidad Compartida ...................................... 190 
6.2.4. Comparativa de modelos .................................................................................... 192 
6.3. Evaluación económica con el mecanismo de ajuste modificado .............................. 194 
Comentarios generales ............................................................................................................... 195 
Referencias ................................................................................................................................... 197 
 
 
 
 
v 
Lista de figuras 
 
Figura 1.1 Definición de recuperación adicional de hidrocarburos ........................................... 3 
Figura 1.2 Volumen de hidrocarburos producidos por método de producción aplicado ....... 4 
Figura 1.3 Relación entre el costo de producción y la disponibilidad de los recursos .......... 6 
Figura 1.4 Correlación entre el número de proyectos de EOR y el precio del petróleo ........ 8 
Figura 1.5 Desarrollo de tecnología EOR vs nivel de madurez ................................................ 9 
Figura 1.6 Criterios de selección de un proceso de Recuperación adicional de 
hidrocarburos .................................................................................................................................. 14 
Figura 1.7 Contratos de Exploración y Producción ................................................................... 20 
Figura 1.8 Clasificación de los regímenes fiscales ................................................................... 22 
Figura 1.9 Progresividad ............................................................................................................... 28 
Figura 1.10 Mecanismos para el pago de regalías y contraprestaciones ............................. 30 
Figura 1.11 Interfaz entre los equipos de campo y los equipos de estudio .......................... 48 
Figura 1.12 Resultados del estudio, oportunidades tempranas .............................................. 56 
Figura 2.1 Estado actual de los yacimientos en México .......................................................... 79 
Figura 2.2 Distribución de FR total de aceite de los proyectos de recuperación adicional 
implementados ................................................................................................................................ 81 
Figura 2.3 Etapas típicas en la explotación de un yacimiento ................................................ 83 
Figura 2.4 Eventos relevantes en la explotación de petróleo en México .............................. 84 
Figura 2.5 Factores de recuperación actual en México ........................................................... 90 
Figura 2.6 Campos Prioritarios para la aplicación de un proceso de recuperación adicional
 93 
Figura 3.1 Reforma energética en México ................................................................................. 95 
Figura 3.2 Contraprestaciones en los contratos de Licencia ................................................. 101 
Figura 3.3 Contraprestaciones en los contratos de producción compartida ....................... 103 
Figura 3.4 Modelo fiscal de asignaciones en México ............................................................. 105 
Figura 3.5 Variación del mecanismo de ajuste en el modelo de asignación por factor de 
recuperación .................................................................................................................................. 142 
Figura 3.6 Variación del mecanismo de ajuste en el modelo de licencia y producción 
compartida por factor de recuperación ..................................................................................... 143 
Figura 5.1 Objetivo de los lineamientos para la recuperación adicional de hidrocarburos en 
México ............................................................................................................................................ 160 
Figura 6.1 Ubicación del campo Akal ........................................................................................ 165 
 
vi 
Figura 6.2 Pronóstico de producción de aceite ....................................................................... 168 
Figura 6.3 Pronóstico de producción de gas ............................................................................ 168 
Figura 6.4 Variación de la utilidad operativa en los modelos fiscales .................................. 181 
Figura 6.5 Pronóstico de producción de aceite con RM......................................................... 186 
Figura 6.6 Pronóstico de producción degas con RM ............................................................. 186 
Figura 6.7 Variación de la tasa de utilidad operativa en el proyecto Akal con RS + RM .. 194 
 
 
 
vii 
Lista de tablas 
Tabla 1.1 Contratos de exploración y extracción aplicados en el mundo ............................. 21 
Tabla 1.2 Escala aplicable para las regalías de Azerbaiján .................................................... 32 
Tabla 1.3 Escala aplicable para las regalías de India .............................................................. 33 
Tabla 1.4 Escala aplicable para las regalías de Irlanda ........................................................... 34 
Tabla 1.5 Escala aplicable para las regalías de Libia............................................................... 34 
Tabla 1.6 Escala aplicable para las regalías de Nigeria .......................................................... 35 
Tabla 1.7 Escala aplicable para las regalías de Perú............................................................... 36 
Tabla 1.8 Escala aplicable para las regalías de Tailandia ....................................................... 37 
Tabla 1.9 Proceso de estudio y entregables .............................................................................. 52 
Tabla 2.1 Estado actual de reservas de PEMEX y México ..................................................... 78 
Tabla 2.2 Experiencia en Procesos de Recuperación adicional en México.......................... 80 
Tabla 2.3 Relación de proyectos de recuperación secundaria ............................................... 86 
Tabla 2.4 Relación de proyectos de recuperación secundaria mediante la técnica de doble 
desplazamiento ............................................................................................................................... 88 
Tabla 2.5 Relación de proyectos de Recuperación Mejorada ................................................. 89 
Tabla 3.1 Diferencias en los modelos fiscales en México ..................................................... 109 
Tabla 3.2 Cálculo del factor de ajuste ....................................................................................... 123 
Tabla 3.3 Resultados de la licitación L01 – Aguas someras para exploración .................. 125 
Tabla 3.4 Resultados de la licitación L02 – Aguas someras para extracción ..................... 127 
Tabla 3.5 Resultados de la licitación L03 – Campos terrestres para extracción ................ 128 
Tabla 3.6 Resultados de la licitación L04 – Aguas profundas + Trión ................................. 130 
Tabla 3.7 Variables de adjudicación .......................................................................................... 133 
Tabla 4.1 Identificación de retos en la industria petrolera mexicana ................................... 148 
Tabla 5.1 Elementos técnicos y procedimientos a regular .................................................... 162 
Tabla 6.1 Inversiones operacional y estratégica ..................................................................... 167 
Tabla 6.2 Pronóstico de producción de aceite y gas .............................................................. 167 
Tabla 6.3 Evaluación económica antes de impuestos ........................................................... 170 
Tabla 6.4 Evaluación económica después de impuestos ...................................................... 172 
Tabla 6.5 Indicadores económicos antes y después de impuestos ..................................... 172 
Tabla 6.6 Evaluación económica después de impuestos con TUC del 30 [%] .................. 175 
Tabla 6.7 Indicadores económicos antes y después de impuestos con TUC 30 [%] ........ 176 
Tabla 6.8 Evaluación económica después de impuestos con [%] de UO del 30 [%] ........ 179 
 
viii 
Tabla 6.9 Indicadores económicos antes y después de impuestos con UO 30 [%] .......... 179 
Tabla 6.10 Comparativa de indicadores económicos entre modelos fiscales .................... 180 
Tabla 6.11 Pronósticos de producción, inversiones y gastos de operación para un 
proyecto de RM en Akal .............................................................................................................. 185 
Tabla 6.12 Evaluación económica con un modelo de asignación y un proyecto de RM .. 187 
Tabla 6.13 Indicadores económicos con un modelo de asignación y un proyecto 
de RM ............................................................................................................................................. 188 
Tabla 6.14 Evaluación económica con un modelo licencia, una TUC del 30 [%] y un 
proyecto de RM ............................................................................................................................. 189 
Tabla 6.15 Indicadores económicos con un modelo licencia, una TUC del 30 [%] y un 
proyecto de RM ............................................................................................................................. 190 
Tabla 6.16 Evaluación económica con un modelo utilidad compartida, una TUC del 30 [%] 
y un proyecto de RM .................................................................................................................... 190 
Tabla 6.17 Indicadores económicos con un modelo utilidad compartida, una TUC del 30 
[%] y un proyecto de RM ............................................................................................................. 191 
Tabla 6.18 Comparativa de modelos fiscales con RS contra RS + RM .............................. 192 
 
 
viii 
Resumen 
 
Por más de cien años, México se ha beneficiado de los yacimientos petroleros de 
su territorio, los cuales se han convertido prácticamente en el sostén económico del 
país. La industria petrolera es una de las fuentes de energía más importante a nivel 
nacional e internacional que juega un rol esencial en la economía, la sociedad y las 
relaciones internacionales. El petróleo es uno de los recursos económicos más 
importantes de México, con más de 12 mil 350 millones de barriles de reservas 
probadas de recurso (cifra al 1° de enero de 2016), lo que convierte al país en uno 
de los de mayor cantidad de crudo en el mundo. 
 
En los últimos años, se ha registrado una caída muy importante no solo del precio 
del petróleo a nivel mundial y local sino de la producción de los principales campos 
del país (como el de los complejos de producción Cantarell y Ku Maloob Zaab; por 
mencionar algunos). Esta situación ha afectado a la industria mexicana, que se 
encuentra hoy enfrentando una crisis donde el factor económico y el social juegan 
un papel esencial. 
 
Ante la fuerte declinación que enfrentan los campos petroleros de México, la 
aplicación de técnicas de recuperación adicional de hidrocarburos (en la cual se 
engloba los procesos de recuperación secundaria, mejorada y/o terciaria) se hace 
más evidente; en el contexto internacional, la recuperación adicional se aplica con 
sustento técnico desde los años 60, habiendo adquirido impulso con el alza en los 
precios del petróleo en la década pasada. En PEMEX Exploración y Producción los 
esfuerzos iniciaron formalmente en 2010, aunque hubo proyectos aislados 
previamente. 
 
Si bien es cierto que con la aplicación de algún método de recuperación adicional 
se puede incrementar el Factor de Recuperación (FR) entre un 7 y un 25 [%] del 
volumen original de hidrocarburos; la aplicación de los mismos tiende a ser un 
 
ix 
proceso costoso, que, en muchos de los casos, resulta en la cancelación de los 
proyectos. 
 
Sin embargo, este tipo de proyectos proporciona a las operadoras una gestión 
sustentable, logrando con ello incrementar sus dividendos, para que esta situación 
se efectúe es necesario una interacción dinámica entre las políticas sociales y 
económicas que por lo general implica un proceso de toma de decisiones en 
condiciones de incertidumbre. 
 
Actualmente, el Factor R, porcentaje basedesde el cual el operador petrolero puede 
identificar las ganancias generadas del contrato y el Estado lo utiliza como un factor 
de ajuste en el pago de regalías juega un papel clave en América Latina y el Caribe, 
así como en la viabilidad de los proyectos de recuperación adicional en los campos 
maduros; por lo tanto, la evolución y el dinamismo de este factor depende de la 
aplicación óptima de las características regionales y el grado de agotamiento de los 
yacimientos, los cuales definirán las condiciones de los contratos de futuros. 
 
Por lo anterior se propone un nuevo Factor R, el cual considera el costo de 
extracción, el contenido nacional y el recurso humano entre otros factores, esta 
nueva distribución permitirá obtener una compensación ideal, a raíz de un análisis 
que puede compartir el riesgo de la inversión; así como la ganancia esperada por el 
Estado, haciendo factibles los procesos de recuperación adicional de hidrocarburos. 
 
Así mismo se bosqueja una iniciativa para un centro de recuperación adicional de 
hidrocarburos a nivel nacional y los lineamientos a seguir como mejores prácticas 
para el análisis, desarrollo, implementación y seguimiento en la aplicación de algún 
método de recuperación adicional de hidrocarburos. 
 
 
 
x 
Introducción 
 
Alrededor de un 70 [%] del petróleo producido en la actualidad proviene de campos 
con más de 30 años de longevidad, el agotamiento de los yacimientos en tierra y 
aguas someras, ha provocado que con objeto de restituir las reservas de 
hidrocarburos, las actividades de exploración y extracción se amplíen a distancias 
más lejanas de la costa, profundidades mayores (aguas profundas y 
ultraprofundas), en ambientes geológicos más extremos y complejos (alta presión y 
alta temperatura) y yacimientos con características petrofísicas y fluidos no 
convencionales (gas shale, oil shale y aceites extra pesados) y aunque en México 
ya se tienen los primeros descubrimientos en aguas profundas, aun no se tiene 
producción en superficie para hacer rentable estos yacimientos; es por ello que aun 
hoy en día el interés de la industria continua estando en los campos maduros. 
 
Hasta ahora, PEMEX Exploración y Producción ha preferido el empleo de 
tecnologías probadas por los riesgos, costos e incertidumbre que implica el 
desarrollo de nuevas tecnologías. Algunos de los futuros desarrollos de Exploración 
y Producción, se encuentran en los límites o superan las fronteras alcanzadas por 
la industria petrolera internacional; por lo que ciertas tecnologías necesarias para la 
explotación de estos campos no han sido utilizadas en las condiciones que 
Exploración y Producción enfrenta, por lo que en el futuro debe ser una empresa 
que invierta, utilice y asimile nuevas tecnologías más intensivamente. 
 
En la industria del petróleo, se considera que en términos generales 30 al 35 [%] del 
petróleo original en sitio será recuperable al final del período de producción 
(convencional); sin embargo, los avances en tecnología, como la recuperación 
mejorada de petróleo (EOR) hacen posible acceder a reservas adicionales muy 
importantes (NPC, 2007). 
 
 
xi 
A pesar de los vastos recursos de hidrocarburos que México posee (23 [mmmpce] 
de reserva 2P, a enero 2016), la producción continúa declinando, al igual que las 
reservas. El desarrollo de campos maduros ha evolucionado gracias al 
perfeccionamiento de técnicas que permiten obtener recuperación adicional de 
hidrocarburos en yacimientos conocidos. A este conjunto de técnicas se les conoce 
como recuperación avanzada y recuperación mejorada o IOR - EOR, por sus siglas 
en inglés (Improved Oil Recovery y Enhanced Oil Recovery). 
 
De lo anterior el objetivo de este trabajo es dar a conocer la importancia de los 
procesos de recuperación adicional de hidrocarburos, como base para el 
mantenimiento de producción, el incremento en el factor de recuperación y en la 
restitución de reservas apoyado y como medio para incrementar las 
contraprestaciones para el estado. 
 
En el capítulo 1 se hace una descripción de como actualmente se encuentran los 
procesos de recuperación adicional de hidrocarburos en el mundo, su impacto en 
producción además de que se mencionan como actualmente se encuentran 
sometidos los operados petroleros (regímenes y contratos fiscales) para el pago de 
contraprestaciones para el estado y se hace hincapié en la importancia de los 
centros de recuperación adicional de hidrocarburos que existen en el mundo y en la 
necesidad de tener un documento rector para la aplicación de los mismos. 
 
El capítulo 2 se enfoca en el pasado, presente y futuro de la aplicación de los 
procesos de recuperación adicional de hidrocarburos en México, mostrando la 
necesidad intrínseca de su aplicación, como medio para mantener e incrementar la 
producción de petrolero y el factor de recuperación. 
 
El capítulo 3 ha sido diseñado para mostrar la forma en como México entrará a las 
grandes ligas de los contratos para la exploración y extracción de hidrocarburos, se 
hace énfasis en cómo operan los diversos tipos de contratos a los que México y 
Petróleos Mexicanos pueden celebrar y se introduce el término de 
 
xii 
contraprestaciones para el Estado a través del Factor R y propone un nuevo Factor 
R, el cual considera el costo de extracción, el contenido nacional y el recurso 
humano entre otros factores. 
 
En el capítulo 4 se realiza una propuesta para establecer un centro nacional de 
recuperación adicional de hidrocarburos en México, en donde se enfatiza la 
necesidad del mismo. De la mano con el capítulo 4; en el capítulo 5 se hace una 
propuesta teórica de los lineamientos para la ejecución de proyectos de 
recuperación adicional de hidrocarburos enfocándose no solo en la parte técnica – 
económica sino además en la parte ambiental. 
 
En el capítulo 6 se evalúa bajo diferentes escenarios (migración de tipo de contrato) 
y tomando en cuenta el factor R propuesto y obtenido en el capítulo 3, el proyecto 
de inyección de N2 en el campo Akal, para finalizar con comentarios generales y 
mostrar los resultados obtenidos. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Capítulo 1 
1 
1. Antecedentes 
 
La recuperación mejorada de hidrocarburos (Enhanced Oil Recovery, EOR, por sus 
siglas en inglés) está en el potencial de aplicación de los yacimientos de petróleo y 
gas de todo el mundo. 
 
El factor de recuperación promedio mundial de los yacimientos de hidrocarburos se 
puede aumentar más allá de los límites actuales, lo cual aliviará una serie de 
cuestiones relacionadas con el suministro de energía global. Actualmente la 
producción diaria de petróleo proviene de yacimientos de petróleo maduros mientras 
que la restitución de reservas no está a la par con la creciente demanda de energía. 
El factor de recuperación promedio mundial de los yacimientos de hidrocarburos se 
ha quedado estancado en el rango medio de 30 [%]. Este reto se convierte en una 
oportunidad para que las tecnologías avanzadas de recuperación mejorada de 
petróleo (EOR) puedan mitigar el equilibrio entre oferta y demanda. 
 
En este capítulo se presenta un panorama general de las tecnologías de 
recuperación mejorada de petróleo enfocándose en los desafíos y oportunidades 
actuales. La implementación de EOR está íntimamente relacionada con el precio 
del petróleo y la economía en general. EOR requiere muchos recursos financieros, 
debido principalmente a los altos costos del fluido a inyectar independientemente 
de cual sea; tópico el cual es abarcado también en este capítulo. 
 
La oportunidad de aplicar un proceso de EOR se debe de analizar desde el inicio 
de explotación de un campo; el llevar a cabo un proceso de EOR así como lograr 
dilucidar el potencial del mismo sólo puede lograrse a través de compromisos a 
largo plazo, tanto en capital como en recursos humanos, una visión que se enfoquehacia la recuperación final de petróleo en vez de la recuperación de petróleo 
inmediata, la investigación y el desarrollo (mediante centros de investigación 
enfocados en este rubro), y la voluntad de tomar riesgos. 
Antecedentes 
2 
Para entender mejor el potencial y alcance de los proyectos EOR es necesario 
conocer cómo se encuentran dichos proyectos alrededor del mundo y en México. El 
panorama mundial y nacional es en realidad muy atractivo tanto para las empresas 
operadoras como para las de servicios; la investigación y el desarrollo de nuevas 
tecnologías para optimizar la recuperación final de aceite son los nuevos retos de la 
industria lo que da lugar a nuevas oportunidades de crecimiento técnico y 
económico, así como la probable incorporación de reservas con la implementación 
de nueva tecnología y mejores prácticas. 
 
Las reservas de petróleo son un indicador de gran importancia para el mercado de 
petróleo crudo, estas son uno de los pilares de las finanzas y la planeación de las 
compañías petroleras y, por ende, de los países productores. Geográficamente las 
reservas de crudo se encuentran concentradas en algunas regiones específicas. 
El volumen de éstas es cambiante, ya que depende de los descubrimientos 
derivados de la actividad exploratoria, reclasificación de reservas, avances 
tecnológicos y ritmo de producción. 
 
La evolución de estos volúmenes incide directamente sobre la seguridad energética 
y geopolítica de los países. Cabe mencionar que el precio del petróleo juega un 
papel importante en la determinación de las reservas, ya que éste puede favorecer 
la viabilidad del desarrollo de proyectos de explotación e incluso es un determinante 
para reclasificar el tipo de reservas. 
 
1.1. Recuperación primaria, secundaria y terciaria 
 
Hay mucha confusión en torno al uso los términos EOR e IOR (Improved Oil 
Recovery, por sus siglas en inglés) la Society of Petroleum Engineers (SPE), 
(Stosur, 2003) los define como: la recuperación primaria y secundaria (recuperación 
convencional) se enfoca a aceite móvil en el yacimiento (IOR) y la recuperación 
terciaria o EOR se dirige aceite inmóvil (el aceite que no se puede producir debido 
Capítulo 1 
3 
a la capilaridad y las fuerzas viscosas), las características principales se muestran 
en la Figura 1.1. 
 
Figura 1.1 Definición de recuperación adicional de hidrocarburos 
Stosur, 2003 
 
Tanto la recuperación primaria, como la secundaria y la terciaria siguen una 
progresión natural de la producción de petróleo desde el principio hasta un punto en 
que ya no es económico producir hidrocarburos. Los procesos EOR intentan 
recuperar el aceite más allá de los métodos secundarios, o lo que queda. La 
recuperación, especialmente EOR, está estrechamente relacionada con el precio 
del petróleo y la economía en general. En promedio, el factor de recuperación en 
todo el mundo a partir de métodos convencionales de recuperación (primaria y 
secundaria) es aproximadamente un tercio de lo que era el volumen original 
presente en cada yacimiento. 
 
Primaria
- Flujo natural
- Sistemas artificiales 
de producción
- FR menor al 30 [%]
Recuperación adicional de hidrocarburos
Secundaria
- Inyección de agua
- Mantenimiento de 
presión
- FR entre 30 y 50 [%]
Terciaria
- Métodos térmicos
- Inyección de gas
- Inyección de químicos
- Otros (microbios, 
acústicos)
- FR mayor entre el 50 
y mayor al 80 [%]
Antecedentes 
4 
Esto implica que el objetivo para EOR es sustancial (es decir 2/3 de la base de esos 
recursos). Mejorar el factor de recuperación se puede lograr mediante la 
implementación de tecnologías avanzadas IOR y tecnologías de EOR. 
 
1.2. Producción de petróleo en todo el mundo mediante 
procesos EOR 
 
La producción total de petróleo del mundo mediante procesos de EOR se ha 
mantenido relativamente en un nivel constante en los últimos años, prácticamente 
contribuye con unos 3 millones de barriles de petróleo por día (Figura 1.2), en 
comparación con ~ 85 millones de barriles de producción diaria por recuperación 
primaria, o alrededor del 3.5 por ciento de la producción diaria. 
 
 
Figura 1.2 Volumen de hidrocarburos producidos por método de producción aplicado 
Mortis, 2010 
 
La mayor parte de esta producción es de métodos térmicos que contribuyen 
aproximadamente con 2 millones de barriles de petróleo por día, esto incluye el 
0
500
1000
1500
2000
Térmicos Químicos Gas
hidrocarburo
CO2 Otros
> 100*
< 5 < 25 > 100
< 5P
ro
du
cc
ió
n
x
10
3
[b
pd
]
*Número de proyectos alrededor del mundo
Capítulo 1 
5 
aceite pesado de Canadá (Alberta), California (Bakersfield), Venezuela, Indonesia, 
Omán, China y otros. 
 
La aplicación del CO2 como método de recuperación adicional, ha ido en aumento, 
últimamente contribuye con alrededor de un tercio de millón de barriles de petróleo 
por día, la mayoría de la cuenca del Pérmico en los EE.UU. y el campo Weyburn en 
Canadá. 
 
La inyección de gas hidrocarburo contribuye con otro tercio de millón de barriles por 
día a partir de proyectos en Venezuela, los EE.UU. (en su mayoría de Alaska), 
Canadá y Libia. La inyección de gas de hidrocarburo se lleva a cabo principalmente 
porque el gas no se puede comercializar rentablemente y/o por las restricciones 
gubernamentales que prohíben ventear el gas o quemarlo. 
 
La producción mediante procesos químicos es prácticamente de China con la 
producción total mundial de otro tercio de un millón de barriles por día. Otros 
métodos más esotéricos, como el uso de microbios sólo han sido probados en 
pruebas piloto de campo y sin cantidades significativas en producción a escala 
comercial. 
 
Estos números fueron tomados de la literatura SPE (Moritis, G., 2010) y 
probablemente son un poco conservadores debido a que algunos de los proyectos 
no son reportados, especialmente los nuevos. Una mejor estimación de la 
producción total de EOR será de aproximadamente 10 - 20 por ciento superior a la 
cifra de 3 millones por día antes citado. 
 
1.3. Estado actual de los procesos EOR 
 
La media global o el factor de recuperación total de los yacimientos de petróleo es 
alrededor de un tercio. Esto se considera bajo y deja una cantidad sustancial de 
Antecedentes 
6 
reserva remanente de petróleo en el yacimiento. Un esfuerzo mundial ha estado en 
marcha durante algún tiempo para incrementar este factor y una de las razones de 
su fracaso es la relación entre el precio del petróleo y la disponibilidad de recursos. 
 
La Figura 1.3, de la Agencia Internacional de la Energía, muestra la conexión entre 
el costo de producción, los recursos de petróleo. 
 
 
Figura 1.3 Relación entre el costo de producción y la disponibilidad de los recursos 
Agencia internacional de energía, *MENA: Middle East and North Africa Region 
 
De la Figura 1.3 se observa que hay un incremento significativo en la producción de 
petróleo con métodos de recuperación adicional respecto a los métodos 
convencionales (sistemas artificiales de producción, expansión roca – fluido, 
etcétera) sin embargo, si se compara el costo de producción mediante los métodos 
Capítulo 1 
7 
de recuperación adicional con el costo de producción de las fuentes alternas de 
energía como el etanol, hacen de estos una fuente realmente rentable. 
 
Resulta más que evidente que el fluido más barato a inyectar por excelencia es el 
agua, por lo que mientras las empresas puedan producir petróleo mediante la 
inyección de agua, van a seguir haciéndolo. 
 
Aproximadamente 2 billones de barriles de petróleo se pueden producir con un 
precio del petróleo por debajo de US $ 40 por barril. Muchas de las tecnologías de 
EOR pueden ser aplicables cuando el precio del petróleo está entre US $ 20 y 80 
por barril. A principios de la década de 1980 hubo un enorme interés generado en 
EOR debido al incremento del precio del petróleo, el número de proyectos de EORalcanzó su punto máximo en 1986. 
 
Los intereses por la aplicación de este tipo de proyectos se pagaron en la década 
de 1990 y principios de 2000 por un colapso en el precio del petróleo. Un interés 
renovado y creciente se ha afianzado durante los últimos 5 años ya que el precio 
del petróleo ha aumentado de nuevo; aunque no a niveles de décadas pasadas. 
 
La Figura 1.4 muestra la relación entre los proyectos de recuperación mejorada y 
los precios del petróleo. Hay un desfase entre el precio y los proyectos que 
realmente son ejecutados. 
 
En el último incremento en los precios, el interés era sobre todo en los EE.UU., pero 
actualmente el interés en los proyectos de recuperación mejorada de petróleo es 
global. 
 
Antecedentes 
8 
 
Figura 1.4 Correlación entre el número de proyectos de EOR y el precio del petróleo 
Agencia Internacional de Energía 
 
Además de la dependencia entre los proyectos de EOR y los precios del petróleo, 
los proyectos son generalmente complejos, la tecnología que requieren presentan 
una considerable inversión de capital y los riesgos financieros son altos. 
 
Estos riesgos se agravan con las fluctuaciones en el precio del petróleo. Los costos 
unitarios de aceite por EOR son sustancialmente mayores que las del petróleo 
recuperado por métodos primarios o secundarios. Otro reto para los proyectos de 
EOR es el tiempo de espera (largo) requerido para la ejecución de este tipo de 
proyectos. 
 
Por lo general, su ejecución puede tardar varias décadas, desde el inicio de la 
conceptualización (la generación de los datos de laboratorio y la realización de 
estudios de simulación numérica), implantación de la prueba piloto y, por último, la 
plena comercialización o ampliación del mismo. 
 
Si bien ha habido cierto debate en la literatura de la aplicación o el despliegue de 
proyectos EOR en una etapa temprana de la vida de un yacimiento, esto es 
0
20
40
60
80
100
120
140
0
100
200
300
400
500
600
1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015
Pr
ec
io
 p
ro
m
ed
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 [d
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bl
]
N
úm
er
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de
 p
ro
ye
ct
os
 d
e 
EO
R
No. de Proyectos de EOR Precio promedio por Barril
Capítulo 1 
9 
generalmente difícil, y no necesariamente la mejor opción, debido a los riesgos 
involucrados y la falta de disponibilidad de datos, que puede ser fácilmente 
obtenidos durante la etapa secundaria de recuperación, en lo que si se concuerda 
es que se debe tener al menos un bosquejo o una visión integral de todo el proyecto. 
 
Los dos métodos EOR a nivel mundial más populares son: recuperación térmica 
(inyección de vapor) y la inyección de gas miscible (Figura 1.5), que son 
consideradas tecnologías maduras. 
 
 
Figura 1.5 Desarrollo de tecnología EOR vs nivel de madurez 
Agencia internacional de energía, *HPAI: High Pressure Air Injection 
 
De la Figura 1.5 se observa que el nivel de madurez y el despliegue tecnológico 
crece cuando los procesos IOR / EOR se encuentran en pruebas piloto y como 
procesos ya comerciales (llevados a nivel de campo) y decrecen cuando estos se 
encuentran en una fase de desarrollo o no han alcanzado esta etapa. 
 
Antecedentes 
10 
La inyección de productos químicos, de gases amargos, la combustión in situ 
(incluyendo la inyección de aire a alta presión, IAAP), así como las inundaciones 
químicas, aún se encuentran en una etapa de desarrollo de tecnología. 
 
La inyección microbiana, inyecciones híbridas y otras tecnologías novedosas aún 
se encuentran en fase de investigación y desarrollo. Esto agrava y restringe la 
aplicación de proyectos EOR para un campo determinado. 
 
Si los métodos de inyección de gas térmico y miscibles son aplicables a un 
yacimiento dado, entonces la decisión de seguir adelante es un poco más fácil. Si 
no es así, la decisión es más difícil, y depende de la disponibilidad de los fluidos de 
inyección, la economía y otros factores discutidos anteriormente y otros como el 
Factor R, el cual será discutido ampliamente en páginas siguientes. 
 
1.4. Avances y mejores prácticas en los procesos EOR 
 
Una buena opción para cualquier yacimiento es maximizar la recuperación en la 
etapa secundaria. Los avances en la tecnología y la aplicación de mejores en el 
manejo de los yacimientos permitirán la maximización de la recuperación de 
petróleo por inyección de agua antes de desplegar cualquier proceso de EOR. 
 
Algunas compañías como Saudi Aramco se enfocan en la optimización de la 
recuperación de petróleo de sus yacimientos de manera prudente, a través de 
algunas prácticas (Saggaf, M., 2008) que incluyen: campos autónomos inteligentes, 
simulación gigacell, diagnósticos profundos (capacidad de ver el interior del 
yacimiento con claridad), y tecnologías avanzadas de control y vigilancia. 
 
Estos son sólo una fracción de las tecnologías disponibles que pueden ayudar a 
incrementar la recuperación de petróleo y deben ser consideradas antes de la 
implementación de un proceso de EOR. 
Capítulo 1 
11 
Otra opción a considerar antes de EOR es "la inyección de agua inteligente". Aquí, 
la idea es inyectar agua con una composición optimizada (en términos de la 
salinidad y la composición iónica) en el yacimiento en lugar de cualquier agua 
disponible que puede ser inyectada o previsto para ser inyectada. 
 
La investigación reciente (Lager, A., 2007 y Strand, S., 2009) muestran que la 
salinidad y / o la composición iónica pueden desempeñar un papel importante en la 
recuperación de petróleo durante la inyección de agua y pueden producir hasta un 
10 [%] o mayor recuperación de petróleo adicionales en comparación con la 
inyección de agua “no optimizada”. Esta opción tiene varias ventajas en 
comparación con los procesos de EOR: 
 
• Se puede lograr una recuperación de petróleo final más alta con una inversión 
mínima en las operaciones actuales (esto supone una infraestructura de 
inyección de agua ya en marcha). La ventaja radica en evitar una gran 
inversión de capital asociados con los métodos convencionales, tales como 
el gasto en nuevas infraestructuras y plantas necesarias para la inyección, 
nuevas instalaciones de inyección, el monitoreo de la producción y los pozos. 
• Se puede aplicar durante el ciclo de vida temprana del yacimiento, a 
diferencia de EOR. 
• La recuperación de petróleo es más rápida. 
 
La inyección de agua inteligente es relativamente nueva y se encuentra en la etapa 
de desarrollo, sin embargo, la idea del agua para mejorar la recuperación de 
petróleo es muy atractiva. 
 
Ha habido algunos ensayos de campo y pruebas pilotos, sobre todo en areniscas, 
y algunas en carbonatos. Es en este punto en donde el autor del presente trabajo 
resalta la necesidad de establecer un Centro Nacional de EOR muy similar al de 
Saudi Aramco (Centro de Investigación Avanzada EXPEC), el cual ha iniciado un 
Antecedentes 
12 
programa estratégico de investigación en esta área para explorar el potencial de 
incrementar la recuperación de petróleo mediante la regulación de las propiedades 
del agua inyectada del cual hablaremos más adelante. 
 
1.5. Criterios de selección para la aplicación de un proceso 
de recuperación adicional de hidrocarburos 
 
Alrededor del mundo se han explotado campos petroleros por mucho tiempo, 
actualmente estos campos “geriátricos” son objeto de revisión y estudio, cuyo 
objetivo principal es evaluar las opciones disponibles las cuales permitan 
incrementar el factor de recuperación final. 
 
Esta actividad involucra la evaluación de procesos que permitan recuperar un 
volumen de petróleo adicional, actualmente esta actividad está siendo incorporada 
en la cartera de oportunidades y en el plan de negocios de explotación de los 
yacimientos petroleros. Esta tarea permite tener un panorama más real sobre las 
inversiones necesarias para continuar con la operación de los campos petroleros. 
 
Existe una expectativa general deaquellos procesos y técnicas que puedan 
conducir estos proyectos hacia una recuperación adicional de hidrocarburos. Los 
criterios de selección para procesos de recuperación mejorada son utilizados 
ampliamente para evaluar campos antes de que cualquier otra evaluación detallada 
sea llevada a cabo. 
 
Estos criterios de evaluación están basados en un grupo de parámetros del 
yacimiento (profundidad, temperatura, presión, permeabilidad, saturación de aceite, 
viscosidad, etcétera), los obtenidos de la experiencia de campo (éxitos y fracasos) 
o bien desde un conocimiento de las características y de la física de cada uno de 
los procesos de recuperación mejorada. 
Capítulo 1 
13 
Además, los criterios de selección permiten obtener una visión general de los 
procesos posibles a implementar en un determinado campo antes de seleccionar el 
más adecuado. 
 
Algunos criterios de selección podrían resumirse mediante hechos bien conocidos 
por ingenieros petroleros, tales como que la recuperación de aceite remanente es 
más fácil para aceites ligeros en yacimientos con alta permeabilidad y una 
profundidad somera. 
 
Desafortunadamente la naturaleza no ha sido en muchos casos benigna en la 
distribución de hidrocarburos, por lo que es necesario seleccionar el proceso de 
recuperación que mejor se adapte a las características del aceite y del yacimiento. 
 
El panorama de la industria petrolera a nivel mundial permite observar la creciente 
demanda de hidrocarburos, a la par de una declinación exponencial en la 
producción. 
 
Tomando como punto de partida el hecho de que una gran parte de los yacimientos 
a nivel mundial se encuentran en una etapa madura de explotación; sin lugar a 
dudas se puede aseverar que los procesos de recuperación mejorada juegan un 
papel preponderante en la explotación de hidrocarburos. Por lo tanto, el poder 
determinar los procesos que pueden llegar a ser implementados en dichos 
yacimientos cobra una importancia realmente relevante y significativa. 
 
Tomando en cuenta lo antes mencionado y la creciente necesidad de implementar 
un proceso de recuperación mejorada en un gran número de yacimientos alrededor 
del mundo; la Figura 1.6 algunos criterios para la selección de un proceso de 
recuperación adicional de hidrocarburos algunos son basados en propiedades del 
yacimiento y otros son basados en estadísticas de procesos exitosos, entre otros. 
Antecedentes 
14 
 
Figura 1.6 Criterios de selección de un proceso de Recuperación adicional de hidrocarburos 
Modificada de Mata, 2010 
Criterios de 
selección
De uso común 
y basados en 
aspectos del 
yacimiento
Desplazamiento Miscible
Químicos
Térmicos
Representación Gráfica
Heterogeneidad de Yacimiento
Específicos
CO2
Inyección Alternada de Agua y Gas (WAG)
Inyección de N2
Procesos de Inyección de Gas Asistido por 
Gravedad
Procesos de Inyección de Aire
Procesos de Segregación Gravitacional 
Asistida por Vapor (SAGD)
Procesos Microbiales de Recuperación 
Mejorada (MEOR)
Rangos de Proyectos Actuales
Basados en 
estadísticas de 
procesos 
exitosos
Inyección de Gases Miscibles
Térmicos
Inyección de Agua con Polímeros
Procesos y proyectos Exitosos
Analogías 
Mundiales, 
Criterio de 
Jerarquización
EOR SELECTOR 1.0
Método Dr. Edgar Rangel
Capítulo 1 
15 
De la Figura 1.6 los criterios de selección técnica para los procedimientos más 
comunes están dados en una forma tabular y gráfica de acuerdo a lo propuesto por 
Taber (1983). Mediante el uso de la técnica gráfica, es posible mostrar que existe 
una completa gama de métodos disponibles de recuperación mejorada para todo 
tipo de aceites, desde los más ligeros hasta los más pesados. 
 
En la aplicación de los procesos de recuperación adicional (Taber 1983) se hace 
una clara distinción entre las propiedades del aceite y las características del 
yacimiento requeridas para la implantación de cada uno de ellos. Para algunos de 
estos procesos, la naturaleza del yacimiento jugará un papel dominante en el éxito 
o fracaso de los mismos. Muchos de estos fracasos en los procesos son el resultado 
de problemas inesperados o desconocidos en el yacimiento, por lo que un profundo 
estudio geológico es necesario. 
 
La selección de un método de recuperación de aceite para su aplicación en un 
yacimiento en particular (Henson, 2002) depende de muchos factores, el lugar en 
donde se encuentra, el aceite remanente, las propiedades de los fluidos del 
yacimiento, las condiciones del yacimiento y las heterogeneidades de éste. 
 
Muchas veces (Rivas, 1992), los procedimientos de selección consisten en una 
comparación automática de las propiedades de los yacimientos a ser estudiados 
con un conjunto de criterios de selección y sólo son considerados aquellos 
yacimientos que cumplen con todas las características establecidas en dichos 
criterios. 
 
Sin embargo, nuevos y específicos criterios de selección basados en simulaciones 
numéricas y analíticas, análisis estadísticos, pruebas piloto y experiencias de campo 
alrededor del mundo son desarrollados para poder clasificar los yacimientos 
Antecedentes 
16 
adecuados para los diferentes procesos de recuperación mejorada, lo cual permitirá 
resolver muchos inconvenientes. 
 
Como se mencionó en páginas anteriores muchos de los proyectos de recuperación 
mejorada se encuentran en una etapa de diseño o implementación con el fin de 
ayudar a reunir la demanda mundial de hidrocarburos. 
 
Al correlacionar los parámetros técnicos obtenidos de proyectos exitosos alrededor 
del mundo, se logran evitar pérdidas innecesarias de tiempo y recursos, mejorando 
con esto, la recuperación del aceite incremental. 
 
La selección de procesos de recuperación adicional a ser implementados en algún 
yacimiento alrededor del mundo puede consumir una gran cantidad de tiempo, tanto 
en la comparación de las propiedades del yacimiento y sus fluidos, con los criterios 
existentes en la literatura, así como en la selección del proceso adecuado. 
 
Por lo cual, las herramientas computacionales tienden a ser preponderantes, con el 
propósito de brindar una comparación automatizada de los parámetros de un campo 
en estudio, con diferentes criterios de selección ofreciendo como resultado y de una 
manera jerarquizada, los procesos potenciales que pueden llegar a ser 
implementados en dicho campo, así como una lista de campos a nivel mundial 
cuyas características sean similares a las asignadas. 
 
Las analogías mundiales tienen como objetivo ofrecer puntos de referencia, a partir 
del cuales se pueda llevar a cabo un análisis más profundo sustentado en la 
información y en los resultados obtenidos de diversos campos, que han sido 
sometidos a procesos de recuperación. Cabe mencionar que, en algunos casos los 
Capítulo 1 
17 
yacimientos únicamente han sido analizados mediante pruebas de laboratorio, 
pruebas piloto o bien análisis de simulación. 
 
Estos criterios han sido generados basándose en pruebas de laboratorio, pruebas 
piloto, consideraciones de carácter geológico, simulaciones numéricas y análisis 
estadísticos. Sin embargo, cabe mencionar que la información disponible al 
momento de la generación de dichos criterios continuamente se está incrementando 
y modificando, por lo que estos deben ser actualizados periódicamente. 
 
Se puede dejar en claro que los criterios de selección son una herramienta de 
apoyo, que puede ofrecer un marco de comparación para obtener un resultado 
potencial en cuanto a la implementación de un proceso. No obstante, se debe tener 
presente que los criterios de selección no serán un factor determinante en el éxito 
o el fracaso de un proceso de recuperación, ya que éste se verá afectado por 
diferentes condiciones no consideradas en dichos criterios (climáticas, situación 
geográfica, etcétera). 
 
1.6. Contratos para la exploración y extracción de 
hidrocarburos 
 
Es del dominiopúblico que, derivado de la Reforma Energética, el Estado Mexicano, 
tiene la posibilidad de celebrar con particulares (nacionales y extranjeros) Contratos 
para la Exploración y Extracción de hidrocarburos. Pero, ¿De qué tipo de contratos 
estamos hablando? La respuesta se encuentra en el contenido del artículo 18 de la 
ley de Hidrocarburos, numeral que establece lo siguiente: 
 
Antecedentes 
18 
La Secretaría de Energía establecerá el modelo de contratación 
correspondiente para cada Área Contractual que se licite o se adjudique en 
términos de la presente Ley, para lo cual podrá elegir, entre otros, los 
contratos de servicios, de utilidad o producción compartida, o de licencia. 
 
Los contratos para la Exploración y Extracción en México, serán abarcados en el 
capítulo III, este apartado estará dedicado a describir los modelos económicos de 
regímenes fiscales utilizados en la industria petrolera a nivel mundial. 
 
De manera general para definir la variabilidad de los proyectos petroleros, la 
industria petrolera considera cuatro grandes rubros: 
 
• Reservas: que son las cantidades de hidrocarburos que se prevé serán 
recuperadas comercialmente de acumulaciones conocidas a una fecha dada. 
• Producción: ritmo al cual serán extraídas las reservas. 
• Inversiones y costos: gastos por realizar para extraer dichas reservas. 
• Rentabilidad: relación de costos con el beneficio esperado por las inversiones 
realizadas. 
 
Teniendo como propósito principal para los entes participantes: 
 
• Gobierno: maximizar su participación en la producción, mientras atrae 
inversión extranjera. 
• Compañía operadora: maximizar su rentabilidad y valor para los accionistas. 
 
Capítulo 1 
19 
Para que lo anterior se logre es necesario realizar diversas modificaciones, 
principalmente a la Constitución, para posteriormente definir Leyes y Regulaciones 
petroleras, en cuyo objetivo final estará el establecimiento de Contratos Petroleros, 
lo cual para el caso de México ya se realizó y se discutirá ampliamente en capítulos 
siguientes. 
 
A nivel mundial son cuatro los tipos de contratos gubernamentales: 
 
• Licencias 
• Joint Venture 
• Producción Compartida 
• Contratos de Servicio 
 
Con el paso de los años se han adherido nuevos esquemas como los tipos híbridos, 
los cuales pueden ser una combinación de los anteriores y tropicalizados de 
acuerdo a las leyes y acuerdos propios de cada país. 
 
La diferencia entre un contrato y otro, oscila en el grado de intervención en la forma 
o el derecho de explorar, la propiedad de la producción, en el grado de interés de 
los inversionistas y en el control que tendrá el estado, la Figura 1.7, resume lo 
anteriormente mencionado. 
 
Antecedentes 
20 
 
Figura 1.7 Contratos de Exploración y Producción 
 
Dentro de los contratos antes mencionados, se puede comentar de manera general 
lo siguiente: 
 
• El Estado tiene la (o licencia) propiedad de 100 [%] de los hidrocarburos “en 
sitio”. 
• Los contratos de licencia y de producción compartida son los más utilizados 
(posiblemente con una participación del Estado). 
• El régimen fiscal aplicable es función del tipo de contrato. 
• La concesión: La compañía tiene 100 [%] de la producción extraída en 
superficie. 
• El contrato de producción compartida (CPC): El operador petrolero tiene 
acceso a una parte de la producción. 
Capítulo 1 
21 
• El contrato de servicios (CS): El operador petrolero obtiene una 
remuneración. 
 
Este tipo de contratos (esquemas de contratación) se ha aplicado en el mundo con 
bastante aceptación, la Tabla 1.1 muestra un concentrado por tipo y número de los 
tipos de contratos de exploración y extracción que se han aplicado en el mundo. 
 
Tabla 1.1 Contratos de exploración y extracción aplicados en el mundo 
Le Leuch, 2014 
Tipo y número de 
países 
Concesión / Licencia 
(impuestos / regalías) 
Contrato de producción 
compartida 
Contrato de servicios con 
riesgo (u otros tipos) 
América del sur 
5 4 4 
(Argentina, Brasil, 
Colombia, Paraguay, 
Perú) 
(Brasil, Guyana, 
Surinam, Uruguay) 
(Bolivia, Chile, Ecuador, 
Venezuela) 
América central y 
el Caribe 
4 8 
(Barbados, Costa 
Rica, Nicaragua, 
Trinidad y Tobago) 
(Aruba, Belice, Cuba, 
Guatemala, Honduras, 
Jamaica, Panamá, 
Trinidad y Tobago) 
 
Número de 
países en el 
mundo 
73 76 10 
 
1.6.1. Clasificación de los regímenes fiscales 
 
Para tener un mejor panorama sobre los regímenes fiscales, es necesario saber 
cómo se diferencian uno del otro, en general, los regímenes fiscales pueden 
dividirse en dos grandes grupos partiendo a quien le pertenece la propiedad de los 
hidrocarburos. 
 
Antecedentes 
22 
Para esta clasificación, encontramos a los contratos contractuales a aquellos 
regímenes en donde el Estado mantiene la propiedad de los hidrocarburos, dentro 
del cual encontramos al contrato de producción compartida donde los pagos al 
Estado se realizan en especie por la extracción de los mismos. 
 
Los contratos de servicio en donde los pasos se realizan en efectivo, el tipo de 
régimen se conoce como concesión o licencias en donde la propiedad sobre los 
hidrocarburos es transferida y por la extracción de los mismos habrá un respectivo 
pago de regalías e impuestos, en la Figura 1.8 se desglosa la clasificación de los 
regímenes fiscales. 
 
 
Figura 1.8 Clasificación de los regímenes fiscales 
 
A continuación, se da una breve explicación de los diversos esquemas de 
contratación petrolera, conocidos y que han sido puestos en práctica a nivel 
mundial, haciéndose referencia a los países en los que se ponen en práctica. 
 
Regímenes 
fiscales
Concesiones
La propiedad de los hidrocarburos es 
transferida
Regalías / 
Impuestos
Contractuales
El Estado mantiene la propiedad de los 
hidrocarburos
Producción compartida
Pago en especie
Basado en 
ganancias
Basado en 
producción
Servicio
Pago en efectivo
Servicio puro
El 100 [%] del riesgo lo 
asume el Estado
Riesgo compartido
El contratista asume el 
100 [%] del riesgo
Híbridos
Capítulo 1 
23 
1.6.2. Contrato de producción compartida (CPC) 
 
El operador petrolero tiene derecho a una contraprestación en especie, pactada en 
el contrato, a manera de un porcentaje de la producción comercial. Lo que genera 
el CPC a favor del operador petrolero es un derecho de crédito oponible contra el 
Estado contratante, consistente en un porcentaje de la producción. 
 
Este pago es de origen convencional y no confiere al operador petrolero derecho 
alguno sobre los recursos en el subsuelo, ni en la boca del pozo. 
 
Características principales: 
 
• La empresa es la contratista del Estado para llevar a cabo las operaciones 
petroleras en un área y por un tiempo determinados. 
• El operador petrolero opera bajo su propio riesgo y costos, pero bajo el 
control del Estado. 
• De haber producción, esta pertenece al Estado, con la salvedad del 
porcentaje de producción debido al contratista por concepto de recuperación 
de costos y de división de ganancias. 
• La empresa tiene derecho a recuperar costos incurridos por la extracción de 
los hidrocarburos, en muchos de los casos estos, están tasados mediante la 
producción proveniente del área objeto del contrato. 
• Efectuada la recuperación de costos, el balance de la producción es dividido, 
de acuerdo con un porcentaje pactado previamente entre la empresa y el 
Estado. Este porcentaje puede ser aumentado progresivamente a favor del 
Antecedentes 
24 
Estado en la medida de que aumentan los barriles, de conformidad con una 
fórmula determinada. 
• Los ingresos netos de la empresa son gravables, a los impuestos que la ley 
del país establezca, salvo que el CPC establezca lo contrario. 
 
Este esquema de contratación, se practica en países como Indonesia, Malasia, 
Filipinas, China, Yemen, Nigeria, Tanzania, Rusia, Perú, Cuba, Brasil y ahora en 
México. 
 
1.6.3.Contrato de riesgo o de utilidad compartida (CR) 
 
Al operador petrolero se le retribuye con el equivalente en efectivo de un porcentaje 
de la producción. Si hay producción comercial, la empresa es reembolsada por su 
inversión y pagada por sus servicios en efectivo, el cual es la nota distintiva entre 
los CPC y los Contratos de Riesgo. La única diferencia entre un CPC y un Contrato 
de Riesgo es que al contratista del CPC se le remunera en especie, mientras que 
en el Contrato Riesgo se le paga en efectivo. 
 
Este esquema de contratación tuvo gran arraigo en América Latina en países como 
Argentina y Brasil, pero hoy en día ha caído en desuso debido a su escasa 
popularidad entre las empresas internacionales. 
 
En Irán tiene gran presencia este modelo de contratación. Este esquema ha 
funcionado dentro de los procesos de apertura de naciones en las que se da un 
predominio a la propiedad de la Nación respecto a sus recursos, pero la modalidad 
de contratación no ha soportado la competencia con contratos más atractivos como 
el CPC. Veremos adelante qué tan funcionales pueden ser en México. 
Capítulo 1 
25 
1.6.4. Contrato de servicios (CS) 
 
Al contratista se le paga por un servicio prestado, sin que la contraprestación se 
encuentre ligada a la producción. Estos contratos fueron pensados originalmente 
para empresas que ni desean ni pueden tener la responsabilidad primaria y total de 
un proyecto, se trata de empresas de servicio que por no dedicarse al comercio del 
crudo ni de sus derivados, no tienen apetito alguno por los riesgos implícitos en las 
actividades de exploración y extracción, venden servicios y no barriles, estas 
empresas son auxiliares de las petroleras. 
 
Consideró que este tipo de contratos en México, están pensados para realizar la 
contratación de diversas compañías y que cada una aporte la parte de su 
especialidad, para finalmente conseguir con los servicios de todos la sinergia y 
eficiencia de la exploración y extracción. 
 
Concesión: Consiste en el otorgamiento de derechos exclusivos a una empresa o 
individuo para explorar y/o explotar los hidrocarburos existentes en el área sujeta a 
la concesión, estos derechos incluyen la propiedad de los recursos producidos, 
desde el momento en que salen de la boca del pozo. 
 
Como contraprestación, el concesionario proporciona al Estado una regalía en 
efectivo o especie. Este esquema hoy en día es utilizado en Reino Unido, Angola, 
Noruega, Brasil y Estados Unidos. Este tipo de esquema no es factible aplicarlo en 
México, pues recordemos que la Ley es clara al señalar que los contratos que se 
celebren deberán establecer invariablemente que los hidrocarburos en el Subsuelo 
son propiedad de la Nación. 
 
Antecedentes 
26 
1.6.5. Pros y contras de los contratos de exploración y extracción 
 
Ahora bien, quizá surja la pregunta ¿Cuál de los esquemas es el mejor?, pero 
considero que esa pregunta tendría que ampliarse ¿Mejor, para el Estado o el 
Contratista? y para analizar y responder a este último cuestionamiento, habría que 
considerar los objetivos de las partes; en el caso del Estado, los objetivos mínimos 
son: 
 
• Maximización de la renta para el Estado 
• Aseguramiento del abasto nacional (seguridad energética) 
• Desarrollo tecnológico de la industria 
• Contenido Nacional 
• Protección del Medio Ambiente 
• Compromisos mínimos de trabajo de la empresa invitada 
 
En el caso del operador petrolero, sus objetivos mínimos son: 
 
• Proporcionalidad entre el riesgo del proyecto y retribución 
• Contabilización de reservas 
• Flexibilidad contractual y estabilización reguladora 
• Capacidad de recuperar costos de inversión 
• Menor control y gasto administrativo respecto al contrato 
• Maximizar rentabilidad 
Capítulo 1 
27 
Finalmente, hay que decirlo, quien elige el esquema de contratación es el Estado 
Mexicano por conducto de la Secretaría de Energía; consecuentemente, las 
empresas tendrán que analizar si el modelo de contratación considerado en cada 
una de las licitaciones que se efectúen les resulta conveniente o no. 
 
1.6.6. Progresividad 
 
La progresividad, es un tipo de gravamen el cual es función creciente de la base 
imponible: esto es, a medida que crece la rentabilidad económica, crece el 
porcentaje de su riqueza o de su ingreso que el Estado exige en forma de pago. 
 
En un esquema de progresividad crece la tasa de gravamen al aumentar el ingreso 
bruto o la rentabilidad económica. En general los objetivos del esquema de 
progresividad son: 
 
• Es lo óptimo para ambas partes para promover la inversión a largo plazo en 
un rango amplio de proyectos: 
• Favorecer la Exploración y Producción de proyectos medianos; invertir en 
periodos de precios bajos, costa afuera y en el gas. 
• Proteger el Estado en caso de campos grandes, precios altos. 
• De esta manera, permitir la estabilidad de los contratos a pesar de las 
incertidumbres del sector 
 
Hay una larga experiencia desde 1975 de soluciones fiscales y contractuales de 
progresividad razonable. Este un reto más y más reconocido por países y empresas. 
 
https://es.wikipedia.org/wiki/Tipo_de_gravamen
https://es.wikipedia.org/wiki/Base_imponible
https://es.wikipedia.org/wiki/Base_imponible
https://es.wikipedia.org/wiki/Estado
Antecedentes 
28 
Hasta el momento se ha hablado de progresividad como un concepto financiero, sin 
embargo, lo importante es definir cuándo es conveniente utilizar un modelo 
progresivo. 
 
En general se ha establecido que cuando se está en etapa de exploración, lo ideal 
es un modelo regresivo (ya que no se generan ingresos), por consiguiente, en una 
etapa de desarrollo (en donde se generan ingresos, el modelo progresivo es el que 
se aplicará, la Figura 1.9 describe este comportamiento. 
 
 
Figura 1.9 Progresividad 
 
De la Figura 1.9 se observa que cuantos más impuestos se apliquen sobre los 
ingresos brutos, más progresivo es el modelo fiscal. 
 
 
 
Capítulo 1 
29 
1.6.7. Recomendaciones 
 
La selección del tipo de contrato, del régimen tributario y sus términos (“el régimen 
fiscal”) son decisiones claves del Estado para promover la inversión extranjera en 
el sector de exploración y extracción de hidrocarburos. 
• Hay muchas opciones y modalidades a definir: ¿Cuáles son los mejores por 
un Estado? 
• Se deben evitar las incertidumbres y lagunas del régimen: Tomar en cuenta 
la experiencia y las buenas prácticas en el mundo. 
• El régimen fiscal debe ser competitivo: al inicio del contrato y a largo plazo 
• La progresividad eficiente del régimen fiscal es un reto prioritario para ambas 
partes de manera a: favorecer una compañía operadora y optima en cada 
área de contrato en el país y asegurar la estabilidad contractual 
 
1.7. Contrato petrolero 
 
La exploración y extracción de los hidrocarburos se realiza de acuerdo a modelos 
contractuales especificados por él Estado. Cada uno de los contratos tiene 
características particulares, así como métodos de cálculo de regalías distintos. 
 
El Contrato de Licencia, es aquel contrato celebrado entre el Estado y un contratista, 
el cual obtiene la autorización para explorar y explotar hidrocarburos en el área del 
Contrato. Una vez extraídos los hidrocarburos, son transferidos en propiedad al 
Contratista, el cual deberá de pagar una Regalía en efectivo al Estado por dicha 
transferencia, el procedimiento de cálculo se describe en la Figura 1.10. 
Antecedentes 
30 
 
Figura 1.10 Mecanismos para el pago de regalías y contraprestaciones 
Le Leuch, 2014 
 
Los lineamientos petroleros, establecen la necesidad de definir un punto de 
medición denominado punto de fiscalización, en el cual miden los hidrocarburos 
producidos. A estos hidrocarburos se les denomina Producción Fiscalizada de 
Hidrocarburos. 
 
1.7.1. Regalía 
 
La valorización de la Producción Fiscalizada de Hidrocarburos se hará respecto